光伏电站并网验收管理规定.docx

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光伏电站并网验收管理规定

目录

1．编制目的及原则1

2．主要编制依据1

2．1通用依据1

2．2其它依据2

3．适用范围2

4．验收组织及工作流程3

4．1验收组织3

4．2工作流程3

5．验收内容4

5．1一般性要求4

5．2通信与信号7

5．3并网电站的电能质量8

5．4并网电厂的运行特性12

5．5并网电厂在电网异常时的响应特性13

5．6其它规定16

６．系统测试规定17

６．1电能质量17

６．2有功输出特性17

６．3有功和无功控制特性18

６．4调度运行部门要求的其它并网调试项目18

附图：

验收工作流程图19

1．编制目的及原则

按照国家发改委和国家电监会有关文件精神要求，为保证电网的安全稳定运行、电厂的可靠送出和用户的可靠供电；充分体现国家电网公司“四个服务”的宗旨，努力“服务于电厂、服务于用户”，实现电源与电网的协调发展。

2．主要编制依据

2．1通用依据

GB/T2297-1989太阳光伏能源系统术语

GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差

GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变

GB14549-1993电能质量公用电网谐波

GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡

GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则

GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求

GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性

GB2894安全标志（neqISO3864:

1984）

GB16179安全标志使用导则

DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程

GB/T17883-19990.2S和0.5S级静止式交流有功电度表

DL/T614-2007多功能电能表

DL/T645-2007多功能电能表通信协议

DL/T698.31电能信息采集与管理系统电能采集终端通用要求

DL/T698.32电能信息采集与管理系统厂站终端特殊要求

Q/GDW347-2009电能计量装置通用设计

DL/T5202电能量计量系统设计技术规程

SJ/T11127光伏（PV）发电系统过电压保护—导则

DL/T1040-2007电网运行准则

DL/T1040—2007电网运行准则

电力调度管理条例

电力系统二次安全防护规定

2．2其它依据

《光伏电站接入电网技术规定》

《电力系统技术导则》

《电力系统安全稳定导则》

《电力系统25项重大反事故措施》

《国家电网公司应对逆变器投产对电网影响的有关规定》

《甘肃电力系统调度规程》

《甘肃电网发电企业涉网设备调度管理规定》

《甘肃电网发电企业励磁系统调度管理办法》

3．适用范围

本规定内所有光伏电站均指并网光伏电站。

中型及以上（并入10kV及以上电压等级电网）原则上由省调调管的所有新建、改扩建光伏电站由甘肃省电力公司负责组织验收。

小型光伏电站（并入0.4kV低压电网）由所在地州市供电公司制定相关规定，并负责组织验收，报省公司备案。

本规定规定了光伏电站接入电网运行应遵循的原则和技术要求。

本规定中综合考虑了不同电压等级电网的输配电容量、电能质量等技术要求，根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。

其中，小型光伏电站——接入电压等级为0.4kV低压电网的光伏电站（小型光伏电站的装机容量一般不超过200千瓦）；中型光伏电站——接入电压等级为10-35kV电网的光伏电站；大型光伏电站——接入电压等级为66kV及以上电网的光伏电站。

4．验收组织及工作流程

4．1验收组织

由甘肃省电力公司生产技术部牵头组织发展策划部、安全监察部、营销部、调度通信中心及电科院、风电中心、所在地区供电公司及超高压公司等有关单位、部门验收。

相关部门职责按《甘肃省电力公司新接入电网系统工程启动验收工作管理办法》。

4．2工作流程

详见附图

验收申请应注明工程概况、业主单位（包括送出工程）、工程进度，主接线图，以文件形式于首台逆变器并网前一个月提交省电力公司。

5．验收内容

5．1一般性要求

5．1．1新建电站应具有完备齐全的审批文件，满足国家规定的各项要求；国家及行业相关核准手续完备。

5．1．2已取得《发电许可证》。

5．1．3《并网调度协议》、《购售电合同》、《供用电合同》已签订；并按其约定完成了相关的工作。

5．1．4已全面落实了本工程接入系统一次、二次设计报告和接入审查意见的内容。

电站的电气主接线方式以及并网方式的设计和运行，须满足电网安全稳定运行的要求，落实了电网调度机构提出的电气方式以及并网方式的方案和意见，确保电站安全并入电网运行。

5．1．5电站继电保护及安全自动装置、电力调度通信工程、自动化工程已按设计安装调试完毕；须符合有关法律法规、电力行业标准、国家电力管理（监管）部门的规定和其他反事故措施规定、电网安全稳定运行的规定以及有关技术监督的规定，满足电网结构和厂站主接线的要求，并考虑电网和厂站运行方式的灵活性。

5．1．6涉及电网安全的电站运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，并与电网的安全管理规定相一致。

电气运行规程和紧急事故处理预案已报电网调度机构。

5．1．7电站具备接受调度指令的运行值班人员，已全部经过《甘肃电力系统调度规程》及有关电网安全运行规定的培训，经电网调度机构资格考试合格后，持证上岗。

电站已配备与调度有关专业相对应的联系人员，运行值班人员名单、方式、继电保护、通信、自动化专业联系人员名单和联系方式已报电网调度机构；已具备上级调度机构有权下达调度指令的人员名单、调度规程及相关规定。

5．1．8完成了通信系统纵向加密系统的安装和OMS信息录入的工作。

5．1．9调度管辖范围明确，有关设备已按相关调度部门下发的编号命名进行编制并齐全、标志醒目、固定牢靠。

5．1．10已收到电网调度机构向拟并网方发出并网确认通知，并按电网调度机构的要求开始进行后续工作。

5．1．11启动调试组织健全，负责电站运行的生产单位已组织就绪，各专业的工作内容、分工界限明确，生产运行人员的配备能适应电站初期商业运行的需要，配备的有关仪器、设备能满足电站试运行和初期商业运行的需要。

电站整套启动试运计划、方案、措施编制齐全。

5．1．12已按要求向电网调度机构提供了有关资料（参见《甘肃电网新机并网调度服务指南》和《电网运行准则》中的附录A）。

5．1．13电能计量。

光伏电站接入电网前，上网电量和用网电量计量点已明确。

每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448《电能计量装置技术管理规程》，以及相关标准、规程要求。

电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T17883《0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表》和DL/T614《多功能电能表》的要求。

电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T645《多功能电能表通信协议》。

采集信息应接入电网调度机构的电能信息采集系统。

大型和中型光伏电站的同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。

主、副表应有明确标志。

小型光伏电站计量点应配置一台双向多功能计量表，计量上、下网电量。

电能计量装置由光伏电站产权归属方负责在并网前，按要求安装完毕，并结合电能信息采集终端与主站系统进行信道、协议和系统调试，由经双方认可，具有相应资质的电能计量检测机构对电能计量装置完成相关检测，出具完整检测报告，施加封条、封印或其他封固措施。

电能计量装置带负荷以后，电站应根据相关规程的规定及甘肃省电力公司对计量检定职责划分的规定，分别通知不同的单位完成电能计量装置的首次带电的现场检验（做出六角图，分析计量装置接线的正确性），以确保电能计量装置计量准确。

5．1．14防误闭锁装置已按要求与工程同时设计、同时建设、同时验收、同时投运，功能齐备、配备齐全。

5．1．15电站在并网调试期内，应向电网调度机构提供并网调试方案，并按规程要求完成规定的所有试验。

电网调度机构配合电厂进行并网调试，与电网相关的有关试验，须经电网调度机构批准。

光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，必须由具备相应资质的单位或部门进行测试，并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。

5．1．16光伏电站应当在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，证明拟并网光伏电站满足接入电网的相关规定。

当并网光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，需要重新提交测试报告

5．2通信与信号

5．2．1基本要求

大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。

并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。

光伏电站与电网调度机构之间通信方式和信息传输由双方协商一致后作出规定、包括互相提供的模拟和开断信号种类、提供信号的方式和实时性要求等。

5．2．2正常运行信号

在正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应当包括但不限于:

1）光伏电站并网状态、辐照度；

2）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；

3）并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；

4）变压器分接头档位、主断路器开关状态等。

5．2．3故障信息

为了分析光伏电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度机构能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，在大型光伏电站中应装设专用故障录波装置。

故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒的情况。

故障录波装置应该包括必要数量的通道。

光伏电站故障动态过程记录系统大扰动（如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等）发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。

光伏电站并网点交流电压、电流信号需要接入光伏电站的故障录波装置。

保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发节点。

5．3并网电站的电能质量

所有并入电网的光伏电站的运行方式，按照相关电网调度机构的安排或指令进行相关的调整，以满足电网运行的要求。

5．3．1一般性要求

光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。

光伏电站应该在并网点装设满足IEC61000-4-30<<电磁兼容第4-30部分试验和测量技术—电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。

对于大型及中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。

对于小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。

5．3．2谐波和波形畸变

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》的规定，如表1所示：

表1公用电网谐波电压限值

电网标称电压

（kv）

电压总畸变率

（%）

各次谐波电压含有率（%）

奇次

偶次

0.38

5.0

4.0

2.0

6

4

3.2

1.6

10

35

3

2.1

1.2

66

110

2

1.6

0.8

光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，应不超过表2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。

表2注入公共连接点的谐波电流允许值

标称电压（KV）

基准短路容量（MVA）

谐波次数及谐波电流允许值（A）

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

0.38

10

78

62

39

62

26

44

19

21

16

28

13

24

6

100

43

34

21

34

14

21

11

11

8.5

16

7.1

13

10

100

26

20

13

20

8.5

15

6.4

6.8

5.1

9.3

4.3

7.9

35

250

15

12

7.7

12

5.1

8.8

3.8

4.1

3.1

5.6

2.6

5

66

300

16

13

8.1

13

5.1

9.3

4.1

4.3

3.3

5.9

2.7

5

110

750

12

9.6

6

9.6

4

6.8

3

3.2

2.4

4.3

2

3.7

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

0.38

10

11

12

9.7

18

8.6

16

7.8

8.9

7.1

14

6.5

12

6

100

6.1

6.8

5.3

10

4.7

9

4.3

4.9

3.9

7.4

3.6

6.8

10

100

3.7

4.1

3.2

6

2.8

5.4

2.6

2.9

2.3

4.5

2.1

4.1

35

250

2.2

2.5

1.9

3.6

1.7

3.2

1.5

1.8

1.4

2.7

1.3

2.5

66

300

2.3

2.6

2

2.8

1.8

3.4

1.6

1.9

1.5

2.8

1.4

2.6

110

750

1.7

1.9

1.5

2.8

1.3

2.5

1.2

1.4

1.1

2.1

1

1.9

5．3．3电压偏差

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即：

35kV及以上公共连接电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。

20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的土7%。

注:

如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。

5．3．4电压波动和闪变

光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。

光伏电站单独引起公共连接点处的电压变动限值与变动频度、电压等级有关，见表3:

表3电压变动限值

r，h-1

d,%

LV,MV

HV

riU

4

3

1

3

2.5

10

2*

1.5*

100

1.25

1

注:

1很少的变动频度r（每日少于l次），电压变动限值d还可以放宽，但不在本标准中规定；

2对于随机性不规则的电压波动，依95%概率大值衡量，表'中标有“*”的值为其限值;

3本标准中系统标称电压Un等级技以下划分:

低压（LV）UniU1kv

中压（MV）1kv

高压（HV）35kv

光伏电站接入电网后，公共连接点短时间闪变Pst和长时间闪变PIt应满足表4所列的限值。

表4各级电压下的闪变限值

系统电压等级

LV

MV

HV

Pst

10

0.9（1.0）

0.8

PIt

0.8

0.7（0.8）

0.6

注:

1本标准中Pst和Plt每次测量周期分别取为10min和2h;

2MV括号中的值仅适用于pcc连接的所有用户为同电压级的场合。

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例、以及系统电压，按照GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。

5．3．5电压不平衡度

光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度也不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%;其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。

5．3．6直流分量

光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%，对于不经变压器直接接入电网的光伏电站，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%。

5．4并网电厂的运行特性

5．4．1有功功率控制

大型和小型光伏电站应具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。

为了实现对光伏电站有功功率的控制，光伏电站需要安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统稳定性。

大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力，但可以接受因太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降速度超过最大变化率的情况。

5．4．2电压/无功调节

大型和中型光伏电站参与电网电压调节的方式包括调节光伏电站的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整光伏电站升压变压器的变比等。

应满足接入系统审查方案的要求。

大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98（超前）-0.98（滞后）范网内连续可调，有特殊要求时，可以与电网企业协商确定。

在其无功输出范围内，大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力;其调节方式、参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构远程设定。

小型光伏电站输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数也不小于0.95（超前或滞后）。

5．4．3启动

大型和中型光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态、来自电网调度机构的指令和本地测量的信号。

光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

5．4．4停机

除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

5．5并网电厂在电网异常时的响应特性

5．5．1电压异常时的响应特性

为了使当地交流负载正常工作，小型光伏电站输出电压应与电网相匹配。

正常运行时，小型光伏电站在并网点处的电压允许偏差应符合GB/T12325-2008《电能质量供电电允许偏差》的规定。

对于小型光伏电站，当并网点处电压超出表5规定的电压范围时，应停止向电网线路送电。

此要求适用于多相系统中的任何一相。

表5小型光复电站在电网电压异常时的响应要求

并网点电压

最大分闸时间*

U<0.5Un

0.1秒

50%*Un<=U<85%*Un

2.0秒

85%*Un<=U<=110%*Un

连续运行

110%*Un

2.0秒

135%*Un<=U

0.05

注:

1：

UN为光伏电站并网点的电网额定电压。

2：

最大分闸时间是指异常状态发生到逆交器停止向电网送电的时间。

主控与监测电路应切实保持与电网的连接，从而继续监视电网的状态，使得"恢复并网"功能有效。

主控与监测的定义参见GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》。

大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。

当并网点电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站必须保持不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，允许光伏电站停止向电网线路送电

图1中，Ulo为正常运行的最低电压限值，一般取0.9倍额定电压。

Ul1为需要耐受的电压下限，T1为电压跌落到Ul1时需要保持并网的时间，T2为电压跌落到Ulo时需要保持并网的时间。

Ul1、T1、T2数值的确定需要考虑保护和重合闸动作时间等实际情况。

推荐Ul1设定为0.2倍额定电压，T1设定为1秒、T2设定为3秒。

5．5．2频率异常时的响应特性

光伏电站并网时应与电网同步运行。

对于小型光伏电站，当并网点频率超出49.5-50.2Hz范罔时，应在0.2s内停止向电网线路送电。

如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。

大型和中型光伏电站须具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表6所示电网频率偏离下运行:

表6　大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求

频率范围

运行要求

低于48Hz

根据光伏电站逆交器允许运行的最低频率或电网要求而定

48Hz-49.5Hz

每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟

49.5Hz-50.2Hz

连续运行

50.2Hz—50.5Hz

每次频率高于50.2Hz时，光伏电站具备能够连续运行2分钟的能力，但同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行由电网调度机构决定:

此时不允许处于停运状态的光伏电站并网

高于50.5Hz

在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。

5．6其它规定

5．6．1过流与短路保护

光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于l分钟；在120%-150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作应不小于10秒。

当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

５．6．2防孤岛

光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。

主动防孤岛保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。

注:

光伏电站与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。

５．6．3逆功率保护

当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。

当检测到逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5-2秒内停止向电网线路送电。

５．6．4恢复并网

系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前，光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20秒到5分钟，取决于当地条件。

５．6．5光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。

６．系统测试规定

光伏电站申请接入电网测试由具备相应资质的机构进行，并在验收时将测试方案报电网企业。

并网后才能实施的测试项目,在电站并网调试运行后6个月内向电网企业提供有关电站运行特性的测试报告。

测试应按照国家或有关行业对光伏电站并网运行制定的相关标准或规定进行，必须包括但不仅限于以下内容:

６．1电能质量

包括电压不平衡度、谐波、直流分量、电压波动和闪变等。

６．2有功输出特性

包括有功输出与辐照度、温度的关系特性。

６．3有功和无功控制特性

６．4调度运行部门要求的其它并网调试项目

附图：

验收工作流程图